沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术

2019-10-30王建龙齐昌利郑永锋

石油钻探技术 2019年5期

王建龙，齐昌利，柳鹤，陈鹏，汪鸿，郑永锋

（1. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院，天津 300280；2. 中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一钻井分公司，天津 300280）

沧东凹陷位于黄骅坳陷南部，孔店组二段形成于相对封闭的湖盆环境，发育形成致密油气藏。随着石油工程技术的不断进步及对地质情况认识的深入，沧东凹陷孔二段细粒沉积岩的勘探开发取得了突破，致密油气已成为大港油田重要的接替资源。为了提高沧东凹陷致密油气的开发效益，需要采用长水平段水平井开发。但是，该区域无长水平段水平井钻探先例，可借鉴经验少，需要进行关键技术研究。为此，笔者从井身结构优化、井眼轨道设计、井眼轨迹控制方式优选择、钻井设备及工具优选、钻井液体系优选与性能优化、提速提效技术措施选择和套管安全下入方式优选等方面进行了研究，形成了致密油气藏水平井钻井关键技术，并在2 口井进行了成功试验，为实现沧东凹陷致密油气藏的高效开发提供了技术支持。

1 钻井技术难点

沧东凹陷致密油气藏埋深3 500.00～4 000.00 m，水平井造斜点井深超过3 000.00 m、裸眼段长大于2 500.00 m、水平段长大于1 500.00 m，且钻遇巨厚石膏层和多个漏层，给安全高效钻井带来了极大挑战。分析认为，主要钻井技术难点为[1-2]：

1）水平段和裸眼段长，摩阻高、扭矩大、循环压耗高，对钻井设备和钻具的性能要求高，设备和钻具的优选难度大。

2）要求靶框范围上下≤2.0 m、左右≤5.0 m，且着陆后的控制点多，需要频繁调整井眼轨迹，对井眼轨迹控制技术的要求很高。钻井过程中携岩困难，尤其在井斜角45.0°～65.0°井段极易形成岩屑床，增大了井眼轨迹控制难度和卡钻的风险。

3）孔一段地层顶部有厚约110.00 m 的石膏层，石膏纯度高，易造成钻井液污染，对钻井液抗污染性能要求高；馆陶组底部砾岩段、沙一段底部生物灰岩段和孔一段断层存在不整合面，钻井过程中发生井漏的风险高，对钻井液封堵性能要求高；水平段和裸眼段长，摩阻大，施加钻压困难，卡钻风险高，对钻井液润滑防卡性能要求高[3-4]。

4）储层以泥岩和页岩为主，硬脆性强，部分地层含有少量浅灰色细砂岩。泥岩以紫红色和灰色泥岩为主，硬度高、研磨性强，钻头磨损严重，机械钻速低。页岩微裂缝和层理发育，容易发生页岩表面水化及渗透性水化，引起井眼失稳。

2 钻井关键技术

针对上述钻井技术难点，从井身结构、井眼轨道、井眼轨迹、钻井设备、钻进工具、钻井液，以及钻井提速提效技术、套管安全下入技术等方面进行了研究，形成了致密油气藏水平井钻井关键技术。

2.1 井身结构优化

水平井井身结构设计时，除了考虑地层压力和必封点等因素外，还应考虑钻井设备负荷和井下风险。在保证实现地质目标的前提下，尽可能缩短裸眼段长度、降低摩阻扭矩、缩短裸眼浸泡时间和减轻钻机负荷，并降低井壁垮塌风险[5-6]。

根据沧东凹陷致密油气藏的地层岩性、三压力剖面、注水情况、漏层分布和施工难度，水平井设计采用三开井身结构：1）一开采用φ339.7 mm 表层套管封固明化镇组以上松软地层，并安装井口装置，为下部安全钻井提供条件；2）为了兼顾地层压力、注水情况、裸眼段长度和施工难度的需求，二开采用φ244.5 mm 技术套管封固孔一段枣Ⅲ油组注水层位；3）三开采用φ139.7 mm 油层套管封隔油、气、水层。

2.2 井眼轨道设计与井眼轨迹控制技术

水平井井眼轨道设计需要综合考虑邻井防碰、井眼轨迹控制方式和难度等因素，进行分段优化，保证井眼轨迹平滑，并精确中靶[7-10]。

2.2.1 井眼轨道设计

1）造斜点优选。东营组和沙河街组地层有大段硬塑性泥岩，容易发生井眼失稳；φ311.1 mm 井段深部泥岩层定向钻进托压严重，定向效率低。因此，选择在孔一段造斜，造斜点井深3 000.00～3 200.00 m。

2）造斜率优化。为了保证井眼轨迹平滑，尽量缩短造斜段长度，降低施工难度，减轻设备负荷、降低钻井风险。因此，将第一增斜段造斜率控制在（2.4°～3.0°）/30m，井斜角控制在30°～35°；第二增斜段造斜率控制在（3.0°～3.5°）/30m，井斜角控制在82°～86°进入第一控制点；微降斜段降斜率控制在（2.1°～2.4°）/30m，井斜角控制在80.0°～82.0°进入第二控制点；第三增斜段造斜率控制在（2.1°～2.4°）/30m，快速进入末端控制点，开始钻进水平段。

2.2.2 井眼轨迹控制技术

考虑施工难度和井下风险，确定了2 种井眼轨迹控制技术方案：若造斜点在φ311.1 mm 井段，第一增斜段和稳斜段采用“φ215.9 mm×1.25°螺杆钻具+φ172.0 mm MWD”控制井眼轨迹，后续井段采用“φ172.0 mm 旋转导向钻具+φ172.0 mm LWD”控制井眼轨迹；若造斜点在φ215.9 mm 井段，则全程采用φ172.0 mm 旋转导向钻具控制井眼轨迹。由于旋转导向钻井成本高，为了降低成本，建议现场根据水平段的长度选择经济高效的井眼轨迹控制技术：水平段不大于1 000.00 m 的水平井，采用“水力振荡器+MWD+螺杆钻具+近钻头地质导向工具”控制井眼轨迹；水平段长度大于1 000.00 m 的水平井，采用旋转导向钻具控制井眼轨迹。

2.3 钻井设备和钻具优选

选择钻井设备和钻具时，需要综合考虑大钩载荷、扭矩、循环压耗、井眼清洁和井下故障处理能力等因素。利用软件模拟分析了不同井眼轨道、钻具组合、钻井液性能、钻井参数和摩阻系数等条件下大钩载荷、扭矩、循环压耗和井眼清洁效果等关键参数的变化规律，优选出最佳的钻井设备和钻具。

1）顶部驱动装置优选。大钩载荷和扭矩模拟计算结果如图1 所示。由图1 可知，最大扭矩为27.7 kN·m。为了提高井下故障处理能力，选用DQ70BSD 型顶部驱动装置，最高转速200.0 r/min，最大连续输出扭矩60.0 kN·m。

图 1 大钩载荷和扭矩模拟计算结果Fig. 1 Simulation calculation results of the hook load and torque

2）钻井泵优选。循环压耗模拟计算结果如图2所示。由图2 可知，最高循环压耗为37.4 MPa。为了提高钻井泵的安全性，选用1 台F-2200HL 高压钻井泵和2 台F-1600 加强型钻井泵，其额定工作压力分别为52.0 和40.0 MPa。

图 2 循环压耗模拟计算结果Fig. 2 Simulation calculation results of the circulation pressure loss

3）钻具优选。从图1 可以看出，起钻、复合钻进和下钻的最大大钩载荷分别为1 677.6，1 268.0 和999.5 kN。兼顾大钩载荷、扭矩和循环压耗，根据满足强度前提下尽可能降低钻机负载的原则，选用φ139.7 mm 钻杆（钢级S137）×2 000.00 m+φ127.0 mm钻杆（钢级G105）。其中，φ127.0 mm 钻杆采用非标准NC52 扣型和φ107.7 mm 水眼，以进一步降低循环压耗，减轻钻井泵负载。

2.4 钻井液体系优选和性能优化

综合考虑石膏层抗污染、斜井段携岩、水平段抑制防塌和润滑防卡等因素[11]，三开φ215.9 mm 井段选用钾盐聚合物钻井液，配方为：4.0%～6.0%膨润土+5.0%～7.0% KCl+0.3%～0.5%抗盐强包被抑制剂BYJ-Ⅰ+2.0%～3.0%抗盐降滤失剂+2.0%～3.0% 抑制防塌剂B Z-Y F T+0.2%～0.3% 提切剂+0.8%～1.0%低渗透封堵剂+2.0%～3.0%液体润滑剂+0.2%～1.0%KOH。钻井液性能优化措施为：

1）提高抗石膏污染能力。钻井液中定时补充六偏磷酸钠胶液，并随钻加入KOH 进行处理。但是OH—含量过高会分散剥离泥页岩，影响防塌效果，要求pH 值维持在8.0～10.0。

2）提高钻井液的抑制性。为了保证钻井液的抑制防塌效果，钻井期间要求K+含量不低于500.0 mg/L，并及时补充抗盐强包被抑制剂BYJ-Ⅰ和抑制防塌剂BZ-YFT，改善滤饼质量，控制API 滤失量不大于3.0 mL、高温高压滤失量不大于10.0 mL。

3）提高携岩能力。用大分子处理剂和携砂粉等控制钻井液动切力，孔一段和孔二段的钻井液动切力分别控制在8.0～12.0 和12.0～16.0 Pa；保证钻井液动塑比不小于0.5、六速旋转黏度计3 r/min 的读数不小于4.0。

4）提高润滑防卡性能。用原油作为润滑剂，钻井液含油量控制在5.0%～8.0%，保证摩阻系数不大于0.06；同时，进入水平段后全程开启离心机，清除钻井液中的有害固相，降低摩阻。

2.5 钻井提速提效技术

1）提高定向效率。φ311.1 mm 造斜段和稳斜段采用φ203.2 mm 水力振荡器，减轻滑动钻进托压，提高定向效率。该工具基本结构见图3，主要通过自身产生的轴向振动，将滑动钻进过程中钻柱与井壁之间的静摩擦转变为动摩擦，降低钻柱与井壁之间的摩擦阻力，提高滑动钻进钻压的传递效率[12-13]。综合考虑井斜角、钻井液性能、摩阻和工具振荡力等情况，将其安放在距离钻头220.0 m 左右处。

图 3 水力振荡器基本结构Fig.3 The basic structure of the hydraulic oscillator

2）优化钻井参数。为了提高φ215.9 mm 井段孔一段和孔二段地层的机械钻速和井眼清洁能力，采用大排量、大钻压和高转速钻进。大排量主要用来提高井眼清洁能力，高转速主要用来提高机械钻速和井眼清洁能力，大钻压主要用来提高机械钻速[5]。具体钻井参数为：钻压100.0～140.0 kN，转速120.0～130.0 r/min，排量32.0～35.0 L/s。

3）PDC 钻头设计。根据孔二段砂泥岩研磨性高的特点，对PDC 钻头进行了个性化设计[14]，具体设计方案为：五刀翼结构（3 个长刀翼+2 个短刀翼），φ16.0 mm 主切削齿，28 颗前排切削齿，切削齿侧倾角2.0°～10.0°，后倾角15.0°～25.0°；每个刀翼3 颗φ13.4 mm 后排切削齿，后排齿与前排齿的高度差1.5～2.0 mm。另外，为了使切削效率更高，采用顺时针布齿（比逆时针布齿攻击性更强）；为了提高钻头的冷却效果、井底清洗效果和射流冲击力，设置5 个φ7.9 mm 喷嘴和2 个φ8.7 mm 喷嘴，可基本实现井底全覆盖。设计的PDC 钻头流体动力学数值模拟结果如图4 所示。由图4 可知，井底最大漫流速度可达28.6 m/s。

图 4 PDC 钻头井底流场速度云图Fig. 4 PDC bit bottom hole smooth speed cloud map

4）提高携岩能力。每钻进1 个单根划眼1 次，钻进1 个立柱正划眼、倒划眼各1 次，充分循环携岩。随着井眼延伸和井斜角增大，仅依靠提高排量无法保证井眼清洁。此时，需要在钻具中加入井眼清洁工具，利用其机械刮削和水力旋流的作用清除岩屑床[15]。井眼清洁工具主要由耐磨带、螺旋棱、导流槽和叶轮组成（见图5）。螺旋棱在旋转过程中刮削井壁上的虚滤饼或岩屑床，使其从压实状态变为自由状态；导流槽和叶轮在钻井液流过时产生涡流，将井眼中自由状态的虚滤饼或岩屑向上推移，携带出井口。综合裸眼段长度、井斜角和有效作用距离等因素，确定井眼清洁工具的安放方式为：钻具最底端安放1 只，安放在距离钻头60.0 m 左右；钻具最顶端安放1 只，安放在井斜角40.0°附近；钻具中间每隔90.0～120.0 m 安放1 只。

图 5 井眼清洁工具基本结构Fig. 5 The basic structure of the wellbore cleaning tool

2.6 套管安全下入技术

为了保证套管安全顺利下入，利用软件分析了φ139.7 mm 套管的下入能力，优化了扶正器的安放位置和数量。同时，为了提高预测精度，在下套管前最后一次通井时，记录起下钻悬重，测算起下钻摩阻系数，作为模拟套管下入的摩阻系数。

1）井眼准备。下套管前分别带单稳定器、双稳定器和三稳定器进行3 次通井。通井时，若下钻阻力超过40.0 kN，立即接顶驱划眼，划眼到底后对划眼井段进行短起下钻验证，确保顺畅后再进行下一步工序；起钻遇阻的井段再次进行划眼，并短起下钻验证。

2）套管扶正器下入方案。为了保证套管居中度和套管能安全下入，选用φ206.4 mm 整体式半刚性扶正器。利用软件模拟优化确定了套管扶正器的下入方案：水平段每隔2 根套管加1 只扶正器，造斜段每隔1 根套管加1 只扶正器，直井段每隔5 根套管加1 只扶正器。

3）套管下入方式优选。考虑裸眼段和水平段较长，以及套管扶正器数量多、套管下入难度系数大等情况，利用软件对常规下套管方式进行了模拟分析。模拟结果表明，下入套管时，套管下放大钩载荷952.3 kN，套管静止大钩载荷1 100.5 kN，套管下放大钩载荷大于静止大钩载荷的30%。结合模拟预测结果和通井情况，确定采用常规下套管方式。

3 现场试验

大港油田沧东凹陷页岩油水平井GD1701H 井和GD1702H 井试验应用了沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术，钻井过程中未发生井下故障，整体效果良好，具体数据见表1。2 口井平均井深5 370.00 m，平均水平段长1 379.60 m，平均机械钻速11.4 m/h，平均钻井周期59.2 d。其中，GD1701H 井创造了大港油田5 000.00 m 以深水平井钻井周期最短、机械钻速最高、钻机月速最高和水平段最长等4 项纪录。

表 1 沧东凹陷致密油气藏水平井钻井关键技术试验数据Table 1 Key technical test data for horizontal well drilling in tight oil and gas reservoirs of Cangdong Sag

GD1701H 井采用三开井身结构，施工过程中未出现漏失、溢流和井眼失稳等问题，且钻井效率高。该井钻进过程中井眼轨迹控制良好，钻井液润滑性能高，采用常规下套管方式未出现遇阻现象。其中，二开采用“水力振荡器+MWD+螺杆钻具”控制井眼轨迹，定向机械钻速达到3.3 m/h，且无托压现象；三开采用“旋转导向钻具+LWD”控制井眼轨迹，平均机械钻速达到9.2 m/h。

GD1701H 井最大悬重1 900.0 kN，最大扭矩26.0 kN·m，循环压耗最高达29.0 MPa，选用的钻机、钻井泵和钻具满足了安全高效钻进要求。应用设计的PDC 钻头钻进孔一段和孔二段紫红色泥岩、灰色砂岩、灰色泥岩和油页岩，单只钻头完成造斜段和水平段，进尺1 177.00 m，平均机械钻速9.7 m/h，提速效果显著，说明设计的个性化PDC 钻头地层适应性强。

该井馆陶组钻遇8.0 m 厚的杂色砾岩，沙一段钻遇8.0 m 厚的生物灰岩，孔一段钻遇断层及不整合面，钻进过程中及时补充随钻堵漏剂BZ-DSA，未出现漏失现象。孔一段钻遇厚约149.0 m 的石膏层，进入石膏层之前配制六偏磷酸钠胶液，维持钻井液pH 值始终在9.0 以上，待振动筛处发现石膏侵时加入胶液，未出现钻井液受钙污染的问题。定时测量钻井液含油量、API 滤失量、高温高压滤失量和动切力等关键参数，控制含油量在5%以上、API滤失量不超过3.0 mL、高温高压滤失量不超过10.0 mL、动切力在15.0 Pa 左右，保证了钻井液抑制防塌、润滑防卡和携岩性能满足要求。